中国石油化工股份有限公司茂名分公司产品结构优化项目

国环评证乙字第2809号国环评证乙字第2809号中国石油化工股份有限公司茂名分公司产品结构优化项目环境影响报告书（报批稿）建设单位：中国石油化工股份有限公司茂名分公司环评单位：广东环科技术咨询有限公司编制日期：二〇一八年九月项目名称：中国石油化工股份有限公司茂名分公司产品结构优化项目文件类型：环境影响报告书适用的评价范围：化工石化医药法定代表人：（签章）主持编制机构：广东环科技术咨询有限公司（签章）项目回顾性评价2.1原环评阶段工程基本情况2.1.1项目名称中国石油化工股份有限公司茂名分公司产品结构优化项目。2.1.2建设性质新建。2.1.3装置设计规模设计规模：新鲜原料油进料量260万吨/年，年开工8400小时，装置操作弹性60%～110%。2.1.4项目组成项目组成详见表2.1-1。项目主要设备见表2.1-2。表2.1-1项目组成类别名称主要工程内容主体工程浆态床渣油加氢装置装置规模：260×104t/a年开工时数：8400小时。配套工程公用工程及辅助生产设施装置泵棚、供配电设施、给排水、消防、系统工艺及热力管道、外系统管道、自控、电气电信施等配套设施。2.1.5建设地点和平面布置本项目生产装置位于中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油分部厂内，无须新征土地，装置东西长164米，南北宽188米，占地面积28880平方米。装置拟布置在炼油厂中部，配电间布置在加氢裂化联合装置西北角。260万吨/年浆态床渣油加氢装置拟布置在炼油厂中部。位于6号路以西，7号路以南交界处，西侧为高硫焦代油锅炉、空分装置，东侧为常减压装置和拟建的芳烃抽提装置，北侧为延迟焦化装置，南侧为加氢裂化联合装置。装置红线范围内及邻近处的建筑、构筑物、储罐、管道、设备等全部需要进行拆除，原有蒸汽管道需向西移位。渣油加氢装置外系统配套包括2个泵棚，位于渣油罐区区域及北山球罐区，一个泵棚位于渣油罐区204号罐北面，另一个位于北山球罐区。渣油加氢装置的配电间占地面积为750平方米，布置在加氢裂化联合装置西北角，南侧为加氢裂化联合装置机柜间，西侧加氢裂化装置设备，东侧为蜡油加氢装置控制室，北侧为厂区7号路。渣油加氢装置的机柜间利用蜡油加氢装置控制室改造。项目区域位置如图2.1-1，本项目地理位置图见图2.1-2，项目四至图见图2.1-3。新建的浆态床渣油加氢装置平面按照“流程顺畅、紧凑布置”的原则，采用流程式布置方式。该装置的主管廊东西向布置，主管廊在装置西侧与系统管廊相接，原料、产品及公用工程管道均从此处进出装置。压缩机采用半敞开式厂房布置，机泵采用露天布置。装置平面布置符合《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）等现行有关规范的规定，可以满足消防﹑施工﹑检修等安全生产的要求。装置平面布置如图2.1-4。表2.1-2渣油加氢装置主要设备（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图2.1-1项目区域位置图（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图2.1-2项目地理位置图（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图2.1-3原环评阶段项目四至图（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）2.1-4原环评阶段渣油加氢装置平面布置图2.1.6项目储运工程产品结构优化项目拟建设一套260万吨/年浆态床渣油加氢装置，该装置系统配套部分储运专业设计内容主要包括外系统工艺管道等内容。装置的原料和产品除了尾渣采用管带机输送，其余均采用管道输送。1、装置外系统产品结构优化项目所在区域原有的管架较为完善，氢气、中压氮气、净化风等公用工程管线等已在七号路、六号路附近预留有甩头，全厂火炬管线管网也在七号路南预留有甩头，除新增连接旧管架与装置界区的桁架外，不需要再建较多新管架。2、装置外系统罐容和机泵配置炼油分部减压渣油主要是供拟建产品结构优化项目（本项目）、现有200万吨/年渣油加氢、100万吨/年焦化装置、40万吨/年丙烷脱沥青装置、220万吨/年催化裂化装置、140万吨/年催化裂化等装置，总处理量最大约550万吨/年。目前炼油分部沥青车间渣油罐区现有10个11000m3（罐号为201～208、210、211）渣油中间罐，其中210、211#储罐现主要供140万吨/年催化裂化装置，201～208#储罐现主要供200万吨/年渣油加氢、100万吨/年焦化装置。减压渣油中间原料罐配置见下表2.1-3：表2.1-3减压渣油中间原料罐配置表利旧实际储存天数罐编号数量个罐型公称容积m3原储存介质说明201～208、210、21110拱顶11000合计101100005.24考虑到拟建的产品结构优化项目装置的运行周期可与催化裂化装置同步，同时渣油加氢采用热进料、热直供，以及沥青、焦化负荷降低可腾出沥青罐、渣油罐，拟建的产品结构优化项目的原料，依托现有的10个11000m³的渣油中间罐供料，不再新建渣油原料中间储罐。罐区现有2台200万吨/年渣油加氢装置原料输送泵，1台140万吨/年催化裂化原料输送泵，2台100万吨/年焦化装置原料输送泵，无剩余机泵用于输送减渣原料至拟建产品结构优化项目装置。因此，本项目需新增2台渣油输送泵，并设共用变频器，即可作为拟建产品结构优化项目装置原料输送泵，又可作为200万吨/年渣油加氢装置原料输送备用泵。本项目新增减压渣油中间原料输送泵配置见下表2.1-4：表2.1-4机泵配置表序号名称输送介质流量、扬程、轴功率数量（台）1渣油输送泵减渣Q=310m³/h，H=200m，N=135KW22.1.7定员据中石化《石油化工生产装置设计定员暂行规定》的要求，渣油加氢装置操作人员按内操、外操配置，采用四班二倒制，管理人员及工艺、设备技术人员由工厂统一考虑设置，具体人员见表2.1-5。表2.1-5渣油加氢装置定员表序号岗位班制人数/组总人数1班长4142装置内操43123装置外操4520合计362.1.8工程投资总投资为254916万元，其中建设投资244593万元。项目实施后，年均营业收入400390万元，所得税38226万元，所得税后项目投资财务内部收益率为39.85%，税后项目投资回收期（含建设期2年）为4.16年。各项经济指标均高于行业基准值，同时该项目实施后，提高了汽油等产品的质量，增加就业，因此该项目具有良好的经济效益。主要经济指标如表2.1-6所示。表2.1-6主要技术经济指标汇总表（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）2.2原环评设计工艺方案渣油加氢技术是渣油深度加工主要技术手段之一，在现代炼油工业中起着重要作用。相对于非临氢工艺，渣油加氢技术具有液体产品收率高，环境友好的优势。渣油加氢工艺过程主要有固定床、沸腾床、移动床和浆态床四种类型。表2.2-1四种渣油加氢工艺对比工艺固定床沸腾床浆态床移动床+固定床压力，MPa10～2015～2110～3010～20温度，℃370～420400～470450～480370～420空速，h-10.15～0.50.2～1.00.7～1.50.1～0.5原料油AR或VRVRVRAR或VRNi+V，ppm<200<800->200CCR，m%<10～20<4020～2520～25杂质脱除率，m%HDS85～9560～9050～7090HDN30～6030～5020～40—HDM70～9080～9890～9885～98CCR转化55～7060～8070～90～80渣油转化率，m%20～5060～9080～9520～50产品质量质量较好，可作低硫燃料油或二次加工原料轻油可作为成品，重油还需加工或作燃料油含硫高，需进一步加氢脱硫可得到低硫轻、重油反应历程催化反应催化+热反应热反应催化反应技术难易程度设备简单，易操作复杂较复杂较复杂技术成熟性成熟成熟已有典型示范工业装置成熟投资中等较高中等较高从本项目的原料情况看，沸腾床和浆态床技术均适用，下面就这两种技术进行全面的比较。以下简要从工业化水平、装置规模、运转周期、转化率、催化剂、投资等方面对沸腾床和浆态床渣油加氢作比较说明：a)工业化水平沸腾床工艺相对成熟，已经在全世界范围建成了近20套装置。近几年，浆态床的装置也已陆续建成或在建设过程中，如KBR许可采用VCC技术在陕西延长石油集团建设一套50万吨/年煤焦油加工装置和一套50万吨/年煤油混炼装置，其中煤油共炼装置已开工；2012年又向俄罗斯转让了一套270万吨/年减压渣油浆态床加氢，该装置计划于2016年开工运行，目前装置在建设。UniflexTM目前转让4套，其中2套在国内地方炼油厂。ENI公司在意大利投资建设了一套120万吨/年浆态床渣油加氢裂化装置，装置已经在2013年建成开工。代表高转化率重油加工方向的各项浆态床渣油加氢技术已逐步具有了工业化运行的业绩和经验。b)装置规模从加工规模上来看，沸腾床和浆态床均能够实现单系列加工能力达200-300万吨/年。由于浆态床技术的催化剂颗粒细，多为纳米级，分散性好，催化剂的活性可以得到更好的发挥。同时，一般浆态床反应器内件较为简单，反应器容积利用率高，在反应器设计上比较易于满足大型化的要求。c)运转周期沸腾床通过催化剂的在线置换，可以实现3年的运行周期。从神华煤液化装置工业化运转的情况看，影响浆态床装置长周期运转的工程难题已经攻克，解决了煤粉磨蚀、结焦、沉积等工艺技术风险，而且在高温高压厚壁管阀件的材料加工、应力计算分析、焊接以及防止高温煤浆结焦等方面实现技术突破；装置自动控制系统、安全联锁保护系统以及控制仪表设备的选用与配备解决了油煤浆在计量、检测和稳定性操作控制等方面的问题，解决了影响煤液化装置长周期稳定运转的热高分液位控制调节阀和减压塔进料控制阀磨损的难题，满足了工业化装置运行要求。d)转化率浆态床渣油加氢在转化率上具有明显的优势，可以达到95%以上，这是浆态床可以实现全返混的工艺技术本身特点所决定的。浆态床可以大幅度的降低未转化油渣的数量。在全厂加工重质、劣质原料油的情况下，通过减压深拔、溶剂脱沥青等手段，将重质难加工的部分由浆态床渣油加氢来处理，装置规模小，投资省，全厂轻油收率可以最高。沸腾床虽然通过串联多级反应器，也可以实现较高程度的转化率，但在渣油劣质化较为严重的情况，如果要追求超过80-85%的转化率，因其床层和催化剂的规格限制，需要大幅度增加催化剂的置换频率，在催化剂用量和操作成本上会大幅增加。e）催化剂沸腾床渣油加氢催化剂多采用直径~0.8mm的细条、圆柱或球形催化剂，通过每天置换一定量的催化剂来维持反应器内催化剂的活性稳定，置换率一般要达到0.3~2.5kg/t。反应器内的返混现象会造成部分新鲜催化剂的损失，在按照高脱硫率方案运行时，催化剂用量会显著增加。浆态床催化剂多采用纳米级细粉催化剂，以铁基和钼基为主。催化剂可以采用现场配制和预混合的方式加入，不存在供应问题。工艺流程采用一次通过（铁基）或部分循环（钼基）的方式降低催化剂的生产成本，催化剂不需要回收，随未转化油渣一起排出装置，比较适宜于成型后作水煤浆气化的原料，成浆性非常好。f）投资在装置投资上，测算浆态床装置投资比沸腾床略低。沸腾床的催化剂装卸系统比较复杂，投资高；浆态床需要低压的催化剂配制和预混系统，在材料方面要求较高，但已实现了大部分材料、管件的国产化，在保证冲蚀、磨损要求的情况下，使得配管、阀门投资大幅度降低。综上所述，浆态床方案与沸腾床方案相比，在全厂轻油收率和经济效益上具有优势。因此，考虑结合全厂具体情况，本项目选择浆态床方案。2.3原环评阶段物料及资源消耗2.3.1原料项目的主要原料为原料油及氢气，原料油为减压渣油和催化裂化油浆的混合油，均由全厂上游装置提供，装置所需的新氢由管网提供，年消耗量见表2.3-1，其性质及组成见表2.3-2和2.3-3。项目辅料主要包括催化剂、磷酸三钠等，催化剂拟选用UOP公司为浆态床渣油加氢开发的UX-100催化剂，催化剂为粉末状，密封包装后送至现场。消耗生产情况见表2.3-4。表2.3-1主要原料、燃料耗量表（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）表2.3-2原料油性质（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）表2.3-3氢气组成（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）表2.3-4项目辅料及其消耗量（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）2.3.2产品装置主要产品有低硫石脑油、柴油、减压蜡油，副产尾渣。低硫石脑油产品送至重整装置。柴油产品送至罐区。蜡油产品送至渣油加氢装置。尾渣送至煤制氢装置。塔顶轻烃送至焦化装置。装置的产品性质见表2.3-5~表2.3-8。表2.3-5石脑油产品性质（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）表2.3-6柴油产品性质（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）表2.3-7减压蜡油产品性质（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）表2.3-8尾渣性质（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）2.3.3物料平衡本装置物料平衡见表2.3-9。表2.3-9生产装置物料平衡表（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）2.3.4公用工程消耗给水1、新鲜水本项目渣油加氢装置新鲜水消耗量2t/h，由中国石化股份有限公司茂名分公司炼油分部新鲜水系统供给，可就近从现有的新鲜水管引入，主要用于生活用水。2、循环水本项目渣油加氢装置循环水消耗量1800t/h。南循环水场循环水处理能力已达到26700m3/h。目前，南循环水场外供装置循环水量为20272m3/h，加上在建及拟建项目投产后需增加的循环水用量约1811m3/h，南循环水系统富裕量为4617m3/h，可满足本项目要求。3、除氧水/除盐水本项目渣油加氢装置除盐水消耗量147.6t/h，由中国石化股份有限公司茂名分公司炼油分部除盐水站提供。可就近从现有的除氧水管网引入，主要用于项目装置注水及发生蒸汽用。4、稳高压消防给水本项目消防用水量为300L/S，茂石化分公司新建装置消防用水量按300L/s设计，火灾延续供水时间不小于3小时，一次消防用水量不小于3240m3，由统稳高压消防水管网供给，在本项目装置的周围已敷设有完善的环状消防水管道，管道上设置有消防栓。排水系统按照“清污分流、污污分治、分质处理、分质回用”的污水处理原则，合理划分排水系统，以最大限度增加污水的回用率，节约水资源，减少污染物排放。茂名分公司炼油厂300t/h高浓度污水处理场及三套水回用设施的建成后，对全厂污水管网系统进行了重新优化调整。其中含盐、含碱等高浓度污水从原污水管线中分离出来，单独收集后送新建的300t/h高浓度污水处理场进行处理；低浓度污水则由现有的700t/h污水处理场进行处理后，经污水回用装置深度处理后回用，提高了污水处理效率，增加污水回用，节约水资源。对于催化裂化烟气脱硫、脱硝废水预处理后（主要含Na2SO4、NaNO3等盐分），送入监控池统一外排。全厂的排水系统划分如下：(1)含油污水系统含油污水系统主要收集油罐切水、冲洗设备、化验排污、油品洗涤水、汽提排污水、回用装置排水、油泵轴封水等工艺过程中与油品接触的冷凝水、介质水、生成水、装置区初期雨水等。收集后送入现有700t/h污水处理场(即：低浓度污水处理厂)处理。(2)含盐含碱污水系统含盐污水主要来自常减压装置的电脱盐水、煤制氢气化灰水；含碱污水主要来自碱渣处理装置出水，送300t/h高浓度污水处理场处理。(3)含硫污水系统含硫污水系统主要收集常减压、催化、重整、加氢精制等装置产生的含硫污水，经酸性水汽提装置进行预处理后，大部分汽提净化水回用，剩余汽提净化水排入低浓度污水处理场处理。目前全厂共有三套污水汽提装置：北汽提(85t/h)、西汽提(170t/h)和新汽提(200t/h)装置，装置采用蒸汽汽提法脱除含硫含氨污水中的H2S和NH3，H2S回收率达99.94%，NH3回收率达98%。(4)清净废水系统清净废水主要来自各生产装置间接冷却水，地面冲洗水、未回收冷凝水、锅炉排污、循环水场和除盐水站排水等。该废水进入监护池处理。监护池处理能力1000t/h，可以满足要求。(5)催化烟气脱硫脱硝废水催化裂化装置烟气脱硫产生脱硫废水主要含Na2SO4、NaNO3等盐分，送入监控池统一外排。(6)雨水系统雨水系统主要收集厂区未受污染的雨水，汇集到厂外排口后排入小东江。(7)事故水系统发生事故时，事故污水排到全厂的事故污水收集处理设施，由全厂的事故污水收集处理设施统一处置。(8)生活污水系统茂名分公司炼油厂职工生活污水经污水收集管网收集后汇入低浓度污水处理场统一处理。(9)回用水系统茂名分公司现有三套回用水装置，分别是240t/h污水回用装置、250t/h污水回用装置和220t/h清净废水回用装置，出水作为循环水场补水。供电本项目装置的用电负荷为27597kW，在本装置街区外的加氢裂化联合装置内设置35/6/0.38kV变配电所一座，为装置用电负荷供电。供气（汽）、供风该装置产生的蒸汽包括1.0MPa的饱和蒸汽约19.4t/h，0.4MPa的饱和蒸汽约24.1t/h，3.5MPa的饱和蒸汽约42.4t/h。装置生产用的蒸汽量包括1.0MPa蒸汽19.56t/h，3.5MPa的饱和蒸汽约25.2t/h。由中国石化股份有限公司茂名分公司炼油分部蒸汽系统供给，可分别就近从现有的蒸汽管引入。本项目净化压缩空气连续使用量为480Nm3/h，非净化风最大用量为35Nm3/min，属间断使用。分别由中国石化股份有限公司茂名分公司炼油分部供风系统供给，可就近从现有的管网引入。本装置氮气使用量为480Nm3/h，主要用于压缩机密封使用等，由厂区氮气管道系统提供，可就近从现有的管网引入。燃料燃料气耗量为9767kg/h，可就近从现有的管网引入。公用工程消耗表本项目公用工程消耗见表2.3-10。表2.3-10本项目公用工程消耗序号名称单位正常量最大量备注一蒸汽耗量23.5MPa蒸汽t/h-17.2余热锅炉产42.4t/h，装置用25.2t/h31.0MPa蒸汽t/h0.16汽包产19.4t/h，装置用19.56t/h40.4MPa蒸汽t/h-24.1二压缩空气1净化压缩空气Nm3/h480连续2非净化压缩空气Nm3/min35间断三氮气Nm3/h480四水耗量1循环水t/h1800连续2新鲜水t/h2间断3除盐水t/h147.6连续（注水用）6凝结水t/h5伴热用7凝结水t/h25.28含硫污水t/h111.2连续9含油污水t/h4连续五电耗量16kV/10kV/0.38kVKW27597连续六燃料1燃料气kg/h97672.3.5依托的主要环保设施废气治理措施装置正常生产时产生的废气包括有组织排放和无组织排放废气。1、有组织废气原环评阶段，有组织排放的废气主要为燃烧烟气，来自以脱硫燃料气为燃料的加热炉，其主要污染物是SO2，NOx和烟尘，本装置产生的烟气通过100m高的烟囱排放，采用低硫燃料是减轻对大气污染的根本措施。2、火炬系统炼油厂现有火炬系统由气柜、压缩机、瓦斯管网和火炬组成。现有2个垂直升降式橡胶密封帘干式气柜，容积分别为10000m3和20000m3，两个气柜容积能够确保正常生产情况下放空塔产生的含烃类物工艺废气或操作不正常时排放的含烃气体进入火炬系统的有机气体回收利用。炼油厂瓦斯管网分为高压、次高压、中压和低压4种。其中，高压瓦斯、次高压瓦斯、中压瓦斯供应装置加热炉用。低压瓦斯进气柜后，用压缩机加压送脱硫装置脱硫后，并入瓦斯管网。全厂有两座火炬，高80m，用于非正常状况下的气柜无法回收气体的燃烧排放，可以减少烃类气直接排放带来的安全隐患和环境污染，满足本项目非正常工况下放空烃类气体入火炬系统的要求。废水治理措施装置排放的废水按照水质可分为含油污水、含硫污水和生活污水。1、含油污水、生活污水依托厂区内低浓度污水处理场处理茂名分公司炼油低浓度污水处理场于1998建成投产，设计规模700m3/h，2002年对生化系统进行改造，增加了一级耗氧生化O2池；2016年进行提标改造（在建），设计处理规模由700m3/h扩建到1200m3/h，并提高了出水水质，主要处理装置、罐区及辅助生产设施排放的含油污水、净化水、茂名分公司“厂中厂”排放的含油污水、初期含油雨水、生活污水等，处理工艺流程见图2.3-1所示。目前低浓度污水处理场处理后的废水出水水质稳定且优于设计出水水质标准，装置、罐区、改制厂及辅助生产设施排放的含油污水和净化水进入炼油低浓度污水处理场适度处理后全部回用于循环水场补水，循环水场排污水再进入1000t/h边沟水处理系统（监护池系统）处理后，通过总排口外排至小东江。表2.3-111200t/h低浓度污水处理场设计进出水水质低浓度污水处理场设计值pH值CODCr(mg/L)石油类(mg/L)悬浮物(mg/L)挥发酚(mg/L)硫化物(mg/L)氨氮(mg/L)BOD5(mg/L)设计进水浓度值6~9≤1000≤500≤200≤40≤20≤50≤400设计出水浓度值（回用水部分）6~9≤50≤2≤30≤0.5≤0.1≤5≤5设计出水浓度值（外排水部分）6~9≤50≤2≤50≤0.3≤0.5≤5≤10总排口执行废水外排标准值6~9605.0700.31.08.020图2.3-1700t/h低浓度污水处理场工艺流程图2、含硫污水依托在建项目10万吨/年硫磺回收联合装置处理2014年本项目原环评阶段，10万吨/年硫磺回收联合装置作为本项目配套环保项目另行环评并取得了环评批复，其主要建设内容包括新建200t/h酸性水汽提装置、40万吨/年焦化汽油加氢装置改造、延迟焦化装置吸收稳定改造工程。本项目产生的含硫废水均送至200t/h酸性水汽提装置进行处理，在建的200t/h酸性水汽提装置采用双塔加压汽提工艺，通过蒸汽汽提法脱除含硫含氨污水中的H2S和NH3，汽提出的硫化氢去硫磺回收装置回收硫磺，汽提出的氨经“洗涤－结晶－吸附－压缩－吸附”联合工艺生产液氨产品。含硫废水经酸性水汽提装置处理后，产生的汽提净化水大部分回用于厂区其他装置注水（例如常减压装置脱盐罐注水），少部分送至低浓度污水处理场进行处理。

2.4建设项目环境可行性分析2.4.1产业政策符合性分析国家发展和改革委员会《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》中，第一类鼓励类的“十一、石化化工”有“1、含硫含酸重质、劣质原油炼制技术，高标准油品生产技术开发与应用”。拟建项目采用先进的渣油加氢装置，提高全厂轻油产量，带动油品升级，优化油品质量，为社会提供清洁油品，同时也有利于大气环境质量的改善。因此，本项目属于国家鼓励类项目，项目建设符合国家的产业政策。2.4.2与区域规划符合性分析1、与《广东省禁止开发区域名录》及《广东省主体功能区规划》相符性分析根据《广东省禁止开发区域名录》，茂名市仅云开山国家级自然保护区及茂名林洲顶省级自然保护区列为禁止开发区域，本项目不在该范围内；《广东省主体功能区规划》，茂名市茂南区被列为广东省级重点开发区，其发展方向是在优化结构、提高效益、降低消耗、保护环境的基础上推动经济可持续发展，加快粤东、粤西沿海地区大型炼油基地，建设成为我国西南地区重要的出海通道，全国重化工业基地，支撑全省乃至全国经济发展新的增长极。重点发展临港钢铁、石化、装备制造、能源、物流等产业，建设主要利用海外资源的沿海重化工业产业带。而对于茂名市的定位为全国重要的石化工业基地、广东省重要的电力工业基地和能源物流中转基地、茂石化分公司所在区域为优化提升区。本项目符合广东开发区域以及广东省主体功能区规划相关要求。2、与《茂名市城市总体规划（2011－2035）》相符性分析按《茂名市城市总体规划（2011－2035）》：“茂名市的城市性质定位为全国重要的能源与石化工业基地，粤西地区中心城市之一”，构建形成“两轴双中心、四组团多廊”的规划结构。其中北组团为现城区，北组团作为城市中心之一，是石油化工和能源工业区、主要居住生活区、交通商贸物流中心，人口规模87万人，用地规模76.85平方公里。茂名分公司炼油厂区位于茂名市规划中的北组团现城区的西北工业区，该区域以石油加工业为主，目标是建成全国重要的石油化学工业生产基地，现有厂区符合城市总体规划。3、与《茂名市河西石化工业区发展规划（控制性详细规划）》相符性分析根据《茂名市河西石化工业区发展规划（控制性详细规划）》：规划范围为南至茂名市油城三路，东侧以红旗中路为界向北延伸至北排土场，北以北排土场最北端为界，西以素水路（S291）为界（中国石油化工股份有限公司茂名分公司位于其边界内部）。规划建设用地面积6408.5公顷。工业区性质定位为：依托茂名市现有石化工业基础及产业发展的优势，按照炼化一体化、工业区化、集约化模式和发展循环经济、保护生态环境、促进安全生产的要求，以具有1800万吨/年原油加工能力为主导的新型石化工业基地及各种石化产品系列为主干，集发电、油页岩及高岭土矿产资源开发利用、精细化工、各种高新技术和深加工并存的石化工业生产基地。本项目渣油加氢装置属于石化产品系列项目，故符合《茂名市河西石化工业区发展规划（控制性详细规划）》的发展定位要求。2.4.3与环境保护规划的符合性分析1、与《广东省环境保护规划纲要(2006－2020年)》相符性分析根据《广东省环境保护规划纲要(2006－2020年)》，本项目所在区域不在严格控制区内，项目的选址符合规划纲要要求；对于石化工业的发展要求：采用热电联供和工业气体联产组合的公用工程，推广加氢、干式蒸馏等清洁生产工艺，采用先进的污染防治技术及资源再利用技术，提高资源利用效率，减少污染物排放。加强现有企业的技术改造，强制推行清洁生产，新建石化项目要达到国内清洁生产先进水平，本项目的渣油加氢装置采用加氢、分馏等清洁生产工艺，优化了渣油加工路线，充分利用厂区内富余的氢气资源，提高重油转化率和轻油的产量，带动油品升级，优化油品质量。并且本装置原料和公用工程依托茂石化炼油厂现有工程，污染物利用茂石化炼油厂现有和拟建污染物处理和回收设施，使全厂的清洁生产达到更高水平，同时也提高了炼油厂内循环经济水平。依据清洁生产分析结论(见本报告第12章)，本项目达到国内清洁生产先进水平，符合规划纲要的要求。2、与《广东省环境保护“十三五”规划》相符性分析根据《广东省环境保护“十三五”规划》，我省坚持实施分区控制的环保战略，落实环保规划空间引导要求，实行严格的环保准入，有效促进了区域经济与环境协调发展，积极引导重点行业和重大产业合理布局，推动石化、钢铁、火电等项目向环境容量相对充足的东西沿海地区布局。茂石化分公司所在地为粤西沿海地区，本项目的建设符合《广东省环境保护和生态建设“十二五”规划》相关符合优化产业布局的要求。3、与《粤西地区环境保护规划》（2011-2020）相符性分析根据《粤西地区环境保护规划》（2011-2020）粤西地区石化行业主要任务：要采用热电联供和工业气体联产组合的公用工程，推广加氢、干式蒸馏等清洁生产工艺，采用先进的污染防治技术及资源再利用技术，提高资源利用效率，减少污染物排放。本项目的渣油加氢装置生产通过加氢反应，使渣油转化为轻油，提高轻油的产量，带动油品升级，优化油品质量。本项目的建设符合《粤西地区环境保护规划》（2011-2020）相关要求。4、与《茂名市环境保护规划（2006-2020）》相符性分析《茂名市环境保护规划（2006-2020）》水环境保护目标为加强水环境保护，促进流域、海域水环境质量持续改进，确保各类水域功能区符合水质目标的要求；加强各类污染源的控制，实现污染源全面达标排放；合理使用水资源，实现水资源的永续利用，确保支撑茂名市经济的可持续发展。以水环境保护为约束，促进茂名市经济结构的优化调整，以水环境质量为区位品牌，引导区域产业和重大项目布局。建立水污染综合防治框架，形成政府主导、全社会参与的高效水环境监督管理体系。本项目对含硫污水、含油污水等均进行了有效治理，废水全面达标排放，并采取“以新代老”节水措施，实现了项目投产后全厂废水的“增产减污”，有利改进区域水环境，符合环境保护规划水环境保护目标要求。《茂名市环境保护规划（2006-2020）》大气环境规划目标为到2020年茂名市区、化州市及电白县的降水酸度比2005年有所减轻，高州市及信宜市的酸雨发生频率保持为零，各县市空气质量较2005年有显著提高，空气环境中SO2、NOX、PM10年日均值分别达到国家空气质量二级标准，日均值达到国家空气质量二级标准的达标率保持在98%以上。本项目采用低硫燃料，实现废气达标排放，实现了项目投产后全厂废气的“增产减污”，与环境保护规划大气环境保护目标一致。《茂名市环境保护规划（2006-2020）》噪声污染控制的总体目标为强化规划控制，严格执行功能区布局，从源头根除噪声污染的产生；采取有效工程技术措施，降低噪声污染强度。此外，要加强监督管理，制定严格的噪声污染控制办法和加强现场执法检查与宣传教育。本项目采取采用低噪声设备、消声等噪声控制措施，从源头根除噪声污染的产生，降低噪声污染强度，符合环境保护规划噪声污染控制目标要求。《茂名市环境保护规划（2006-2020）》固体废物控制规划目标为到2020年，茂名市要逐步建立起较完善的固体废物收集系统和综合利用与安全处置体系，基本实现固体废物全面达到无害化处理标准要求。茂名市必须构建起覆盖全区域的现代化固体废物处理置体系，实现固体废物全过程有效管理，固体废物综合利用率达到90％。本项目无废催化剂产生。符合环境保护规划固体废物控制规划目标要求。3原环评阶段工程分析3.1原环评阶段工艺流程简述（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）3.2原环评阶段污染源分析3.2.1废气装置正常生产时产生的废气包括有组织排放和无组织排放废气。1、有组织排放废气有组织排放的废气主要为燃烧烟气，来自以脱硫燃料气为燃料的加热炉，其主要污染物是SO2，NOx和烟尘，本装置产生的烟气通过100m高的烟囱排放。原环评阶段拟消耗燃料气为9767kg/h，产生的烟气量约为162637Nm3/h，类比厂区内现有装置加热炉烟气污染物产生浓度可知，加热炉烟气中SO2浓度约为34.4mg/m3、NOx浓度约为150mg/m3、烟尘浓度约为20mg/m3。加热炉烟囱烟气直排，因此装置有组织年排放大气污染物SO2为46.96t/a（5.59kg/h）、NOx204.96t/a（24.4kg/h）、烟尘27.32t/a（3.25kg/h）。2、无组织排放废气无组织排放源是指油品在加工、储存及运输装卸过程中跑、冒、滴、漏逸散的烃类等，大致由以下两部分组成：①装置加工过程中的损失本项目装置无组织排放废气为生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的废气，主要为烃类物及H2S。烃类物无组织排放量参考中国石化通用的估算方法进行估算(加工原料体积与泄漏挥发系数值的积进行估算，本项目按加工原料油量260万吨/年，原料油密度为1033kg/m3核算)，泄漏挥发系数及本项目挥发量见表3.2-1。H2S参考《中国石油化工股份有限公司茂名分公司180万吨/年蜡油加氢精制装置环境影响报告书》，该报告原料蜡油含硫量57600t/a，设备泄漏0.3t/a的H2S，折合H2S的泄漏量为5.21g/t原料油含硫量，本项目原料油含硫量为115146t/a，按比例核算本装置的H2S泄漏量约为0.60t/a。因此，本项目装置无组织排放的烃类物及H2S量分别为39.27t/a、0.60t/a。表3.2-1炼油厂单套装置各类设备烃类物泄漏挥发系数烃类挥发源系数单位泄漏挥发系数值本项目烃类物泄漏挥发量(t/a)管线安装阀门kg/m3(炼油能力)0.008922.40泵密封kg/m3(炼油能力)0.005213.09压缩机密封kg/m3(炼油能力)0.00153.78合计//39.27②油品在储存过程中损耗油品在储存中要发生“大呼吸”和“小呼吸”现象，造成烃类等蒸发损耗。本项目渣油加氢装置主要产品有低硫石脑油、柴油、减压蜡油，副产尾渣。低硫石脑油产品送至重整装置。柴油产品送至罐区。蜡油产品送至固定床渣油加氢装置。尾渣送至煤制氢装置。塔顶气和塔顶轻烃送至焦化装置。因此，本项目不需新建原料和产品储罐，利用厂区内现有的渣油原料储罐和柴油储罐，不考虑其罐区“大、小呼吸”损耗。3.2.2废水装置排放的废水按照水质可分为含油污水、含硫污水和生活污水。1、含油污水含油污水主要来自机泵冷却、塔顶回流罐等，其中机泵冷却产生的含油污水量为1.5t/h，塔顶回流罐等处产生的含油污水量为2.5t/h。项目产生的含油污水均送至污水处理场处理。2、含硫污水含硫污水主要来自冷高压和低压分离器、Uniflex脱气塔及硫化氢汽提塔顶等设备，其中冷高压和低压分离器处产生的含硫污水量为96.64t/h，Uniflex脱气塔及硫化氢汽提塔顶等设备产生的含硫污水量为14.56t/h，则本装置含硫污水的产生量为111.2t/h，依托在建的环保设施酸性水汽提装置进行处理。酸性水汽提装置采用蒸汽汽提法脱除含硫含氨污水中的H2S、NH3，汽提出的硫化氢去硫磺回收装置回收硫磺、苯类，汽提出的氨经“洗涤－结晶－吸附－压缩－吸附”联合工艺生产液氨产品，汽提净化水大部分回用于常减压蒸馏装置、焦化装置、加氢装置等，小部分排至低浓度污水处理场进行处理。H2S回收率达99.8%，NH3回收率达98%。3、生活污水生活污水为中心控制室人员日常生活所产生的污水，生活污水的产生量为1t/h，间断排放。项目产生的生活污水送至污水处理场处理。4、清净下水本项目清净下水排放量为22680t/a，清净下水为较干净的一类排放水，根据相关规定，为防止引水冲污，清净下水不进入低浓度污水处理场处理，不计入全厂污染物总量控制指标。本项目清净下水进入全厂监护池后直接排放。综上所述，本项目产生的含硫、含油污水及生活污水，合计产生量为969780t/a，含硫污水产生量为934080t/a，经酸性水汽提装置处理后，其中566324t/a的含硫污水经酸性水汽提装置净化后回用于厂区内其他装置，故本项目产生393456t/a的污水最终进入低浓度污水处理场进行处理。3.2.3固体废物该装置正常运行时无固体废物排放，装置产生的副产品为含废催化剂的尾渣，尾渣的主要成分是碳、氮、硫、铁等，废催化剂主要成分：铁9.4%，硫9.51%，氮1.19%，Si，Ni，V等，根据《国家危险废物名录》（2016），属于危险废物（废物类别HW50）。尾渣量为15631kg/h，其中催化剂含量为6190kg/h，尾渣经油渣成型机成型后送煤制氢装置作为原料。装置的污染源分布流程图见图3.2-1。装置“三废”污染物排放情况见表3.2-2。3.2.4噪声渣油加氢装置的主要噪声源为机泵、压缩机、加热炉、空冷器和蒸汽放空口等，详见表3.2-3。3.2.5非正常工况分析在生产试运行、装置开车、停车和局部设备故障时，由于处于生产非正常状态，废气和废水有较大变化，需采取应急处理措施。装置的压力容器均设有安全阀，在装置内设有放空管线，一旦发生超压时，油、气排入放空管线。当开停工、检修或设备故障时，需放空或吹扫，亦通过放空线将排放的油气通入低压瓦斯系统，送入燃料气系统回收利用。本项目装置非正常工况产生的废气为放空气，主要成分为H2、烃类物质，该放空气全部排入火炬系统。遇装置紧急放空时，火炬系统有足够的能力焚烧处理放空气体。非正常工况排放的污水以开停工或检修时排出的水量水质变化较大，一般送污水处理场进行处理。污水处理场设置了均质罐，调节池，以调节污水水质和水量的波动，使污水处理系统能正常运行。此外，在污水处理场末端设置监控池，对排放的污水监测把关，不合格污水返回污水处理系统。（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图3.2-1260万吨/年渣油加氢装置产污环节示意图表3.2-2原环评阶段260万吨/年渣油加氢装置“三废”污染物产生量类别序号污染源废气量SO2NOX烟尘排放口参数排放规律排放去向Nm3/hmg/m3kg/hmg/m3kg/hmg/m3kg/h高度m内径m温度℃废气G1加热炉16263734.45.5915024.4203.251004.0140连续大气装置无组织排放烃类：4.67kg/h，H2S：0.071kg/h连续大气小计1626375.5924.43.25烃类：4.67kg/h，H2S：0.071kg/h废水序号污染源废水量CODCr石油类氨氮硫化物挥发酚排放规律排放去向t/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hW1含油污水43501.42000.850.0250.02//连续低浓度污水处理场W2含硫污水111.260000667220022.24239002657.68102001134.24101.11连续酸性水汽提W3生活污水22500.5050.01100.02////间断低浓度污水处理场小计117.26673.923.052657.721134.261.11固体废物本装置无固体废物排放，废催化剂跟随尾渣进入下游煤制氢装置作为原料注：间断排放的生活污水(W3)排放量为2100t/a。表3.2-3原环评阶段渣油加氢装置噪声源强表序号设备名称数量（台）工作情况治理后声压级dB(A)1压缩机3连续≤902加热炉6连续≤853蒸汽放空设施5间断≤854空冷器9连续≤855泵26连续≤853.3硫平衡和水平衡1、硫平衡本装置硫平衡情况见表3.3-1。2、水平衡渣油加氢装置新鲜用水量2t/h，为生活用水，产生的生活污水送低浓度污水处理场处理；循环给水为1800t/h，用于生产装置及机泵冷却，1798.5t/h返回循环水场，机泵冷却时产生1.5t/h的含油污水送低浓度污水处理场处理；项目除氧水用量为147.6t/h，其中43.5t/h用于蒸汽发生器，分别产生19.4t/h的1.0Mpa蒸汽和24.1t/h的0.4Mpa蒸汽，产生的蒸汽去装置界区外的蒸汽管网。装置消耗1.0Mpa蒸汽19.56t/h，其中5t/h用于管道伴热，产生凝结水送界区外除盐水系统，另外14.56t/h用于脱气塔和汽提塔，产生14.56t/h的含硫污水。另外45.1t/h除氧水用于余热锅炉产生蒸汽。除氧水中剩余59t/h用于注水罐注水，另外来自酸性水汽提车间的净化水40.14t/h用于注水罐注水的补充水，共产生96.64t/h含硫污水和2.5t/h的含油污水。装置产生的96.64t/h含硫污水经酸性水汽提装置得到汽提净化水，28.47t/h汽提净化水用于其他装置，40.14t/h用于本装置注水罐注水的补充水，剩余42.59t/h送低浓度污水处理场处理。水平衡情况见图3.3-1。表3.3-1渣油加氢装置硫平衡表入方出方进方名称数量硫含量硫量出方名称数量硫含量硫量备注(万吨/年)ppm(吨/年)(万吨/年)(ppm)(吨/年)减压渣油3207.1449000101498.60干气和液化气36.9814601353995.64减压渣油429.784350012954.30石脑油48.1831.45催化油浆23.0883000692.64柴油117.581011.78燃料气8.2836.81减压蜡油51.931940010074.42尾渣13.139510012486.63富氨液109.22660029047.20依托硫回收等装置回收硫磺，回收硫磺含硫污水93.41102009527.82无组织排放0.00006--0.60燃烧烟气6.81合计115152.35合计115152.35（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图3.3-1260万吨/年渣油加氢装置水平衡图3.4原环评阶段以新带老情况2014年本项目原环评阶段，为实现“增产减污”，炼油厂区内已实施了一批环保治理、节能减排等措施项目，具体如下：3.4.1大气污染物减排措施1、停用并拆除炼油厂区现有的1号苯抽提装置目前，茂名分公司已于2013年6月停用并拆除炼油厂区现有的1号苯抽提装置。2012年1号苯抽提装置的废气污染物排放情况见表3.4-1。表3.4-12013年1号苯抽提装置的废气污染物情况表装置（单元）排放源烟气量污染物排放量（t/a）SO2NOx烟尘108Nm3/at/amg/m3t/amg/m3t/amg/m31号苯抽提加热炉0.92221.7419.3209.782.7630无组织排放：苯1.51t/a；二甲苯3.36t/a2、硫坑尾气回收改造工程由于茂名公司原有硫磺回收装置的硫坑内含硫化氢等，通过尾气焚烧炉后排放，为了增加硫磺回收率。已通过对油品质量升级工程的12万吨/年硫磺回收装置进行技术改造，使硫坑内硫化氢等引回Claus回收装置继续反应生成硫磺，约可降低尾气SO2排放浓度80mg/m3。根据油品质量升级工程环评报告，12万吨/年硫磺回收装置SO2排放浓度及排放量分别为591.2mg/m3、262.5t/a，则改造后的排放浓度及排放量分别为511.2mg/m3、227t/a，减少约35.5t/a的SO2排放量。3、3#催化裂化装置余热锅炉烟气脱硫、脱硝及除尘工程随着政府各级环保监管部门对SO2以及NOX排放监管力度的加大，排放标准的日益严格限制。中石化茂名分公司对原有3#催化裂化装置余热锅炉进行实施烟气脱硝除尘脱硫，达到减排的目的，减排改造后烟气SO2、NOX及烟尘的排放浓度设计指标分别为100mg/Nm3、100mg/Nm3及50mg/Nm3。2014年1月3日茂名市环境保护局以茂环行字[2014]2号文对该项目进行了批复。该项目实施后，3#催化裂化装置主要污染物均比原有排放量减少，其中SO2、NOX及烟尘分别减少665.45t/a、189.211t/a、60.094t/a。3#催化裂化装置的废气减排情况见表3.4-2。表3.4-23#催化裂化装置实施后大气污染物减排措施减排情况表装置（单元）排放源烟气量污染物减少排放量（t/a）SO2NOx烟尘108Nm3/at/at/at/a3#催化裂化装置再生烟气余热锅炉15.193665.45189.21160.0944、2#100万吨/年催化裂化装置烟气脱硫脱硝项目随着政府各级环保监管部门对SO2以及NOX排放监管力度的加大，排放标准的日益严格限制，中石化茂名分公司2#催化裂化装置余热锅炉外排烟气烟气量为11.93×108Nm3/a，SO2、NOX及烟尘排放浓度分别为512mg/Nm3、236mg/Nm3、111mg/Nm3，排放量分别为610.65t/a、281.636t/a、132.021t/a。对2#催化裂化装置烟气实施脱硝除尘脱硫，处理后的烟气SO2、NOX及烟尘的排放浓度设计指标分别为100mg/Nm3、100mg/Nm3及50mg/Nm3。2014年1月3日茂名市环境保护局以茂环行字[2012]122号文对该项目进行了批复。该项目建成投用后，2#催化裂化装置主要污染物均比原有排放量减少，其中SO2、NOX及烟尘分别减少491.35t/a、162.336t/a、72.371t/a。2#催化裂化装置的废气减排情况见表3.4-3。表3.4-32#催化裂化装置实施后大气污染物减排措施减排情况表装置（单元）排放源烟气量污染物减少排放量（t/a）SO2NOx烟尘108Nm3/at/at/at/a2#催化裂化装置再生烟气余热锅炉11.93491.35162.33672.3715、CFB锅炉增设脱硝设施随着政府各级环保监管部门对氮氧化物排放监管力度的加大，烟气氮氧化物排放的要求越来越高。按《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011，2012年1月1日实施）中要求氮氧化物最高允许排放浓度限值为100mg/Nm3。茂名分公司拟对运行的2台310t/hCFB锅炉和1台410t/hCFB锅炉建设烟气脱硝装置。2014年1月3日茂名市环境保护局以茂环行字[2014]3号文对该项目进行了批复。该项目建成投用后，NOX可减少1060.79t/a（其中2台310t/hCFB锅炉减少726.71t/a、410t/hCFB锅炉减少334.08t/a）。综上所述，原环评阶段，全厂拟实施的大气污染物减排措施减排情况见表3.4-4。表3.4-42014年原环评阶段全厂实施的大气污染物减排措施减排情况表装置（单元）排放源烟气量污染物减少排放量（t/a）SO2NOx烟尘108Nm3/at/at/at/a1号苯抽提加热炉0.92219.32.76硫磺回收装置尾气焚烧炉/35.5//3#催化裂化装置再生烟气余热锅炉15.19164.45189.21160.0942#催化裂化装置再生烟气余热锅炉11.93491.35162.33672.3712台310t/hCFB锅炉54.72/726.71/在建1台410t/hCFB锅炉34.74/334.08/合计117.5693.31431.637135.2253.4.2废水污染物减排措施1、全厂以新带老的节水减排情况2014年原环评阶段全厂实施的节水措施是4号催化裂化装置回用冷凝水项目。主要是原酸性水汽提装置、溶剂再生装置、轻烃回收装置产生150t/h冷凝水量，经新区硫磺专线送北锅炉冷凝水罐收贮后，送焦化大吹气、３催余热锅炉、３#制氢余热锅炉等产生蒸汽回用95t/h冷凝水量，剩余55吨/时冷凝水直接外排。为进一步回收冷凝水，充分回收热能，减少低压蒸汽用量，通过对高低温冷凝水管线进行分开，低温冷凝水收贮进罐转输，使汽提和轻烃回收装置的高温冷凝水55t/h，则直供四催化锅炉使用。这样既增加了冷凝水回用量，又减少排放。结合停用并拆除的1号苯抽提废水产生量，全厂以新带老的节水减排情况见表3.4-5。表3.4-5节水减污措施序号节水减排措施废水减排量（t/h）完成时间1停用并拆除的1号苯抽提12014年1月24号催化裂化装置回用冷凝水项目552014年6月合计56从表3.4-5可以看出，实施节水减污措施2项，减少56t/h外排废水，排放的污染物量相应得到减少，按原环评阶段茂名分公司油总排各污染物排放浓度核算，节水减排措施主要污染物减排量见表3.4-6。表3.4-6节水减排措施主要水污染物减排情况表项目水量(t/a)石油类COD氨氮硫化物挥发酚减少排放量(t/a)47.04×1042.1429.725.120.070.03排放浓度(mg/L)/4.5463.1710.880.160.0572、回用水扩能改造节水减排情况茂名分公司为了大力推进节水减污工作，全厂实施的节水措施是2014年“碧水蓝天”项目中的回用水扩能改造工程，使监护池系统处理后的生产废水增加60t/h回用量，用于全厂东、南及西一循环水场的循环水补水，目前该三个循环水场的补充水量为476t/h，其中新鲜用水及回用水量分别为359t/h、117t/h。考虑到全厂未来生产废水回用量越来越多的要求，回用水扩能改造工程增加一组规模为200t/h的无阀过滤器，使全厂生产废水回用总能力达到800吨/小时，该项目总投资约300万元。这样既增加了生产废水回用量，又减少排放。表3.4-7节水减污措施序号节水减排措施废水减排（t/h）1回用水扩能改造，增加生产废水回用作循环水场补水602合计60从表3.4-6可以看出，实施节水减污措施减少60t/h外排废水，排放的污染物量相应得到减少，按原环评阶段茂名分公司油总排各污染物排放浓度核算，节水减排措施主要污染物减排量见表3.4-8。表3.4-8节水减排措施主要水污染物减排情况表项目水量(t/a)石油类COD氨氮硫化物挥发酚减少排放量(t/a)50.4×1042.2931.845.480.080.03排放浓度(mg/l)/4.5463.1710.880.160.0573、拆除40万吨/年连续重整装置中石化茂名分公司原有的40万吨/年连续重整装置已拆除，原址建设150万吨/年连续重整装置。根据原装置的“三废”产生及排放统计情况，减排情况见表3.4-9所示。表3.4-9原40万吨/年连续重整拆除后减排情况类别序号污染物名称单位削减排放量废水1废水量104t/a3.32石油类t/a0.153CODt/a2.084氨氮t/a0.365硫化物t/a0.0056挥发酚t/a0.002废气1废气量108m3/a4.432SO2t/a11.683NOxt/a76.444烟尘t/a13.275烃类t/a15.26H2St/a0.013.5原环评阶段增产减污可行性分析2014年环评期间，全厂在建、拟建设项目及对应的减排措施废水污染物排放增减汇总分析见表3.5-1、废气污染污染物增减汇总见表3.5-2。本项目和“以新带老”项目实施后全厂废气和废水排放情况见表3.5-3所示。3.5.1全厂主要废水污染物减排汇总及增产减污可行性分析1、污染物增加量：2014年本项目原环评阶段，全厂拟建和在建的项目有10万吨/年硫磺回收联合装置、产品结构优化项目装置、300万吨/年柴油加氢装置、150万吨/年连续重整装置，40万吨润滑油加氢异构装置和2#150万吨/年SZorb催化汽油吸附脱硫装置，合计的废水排放量为98.255万t/a、其中主要污染物排放量分别为COD：58.97t/a，氨氮：9.83t/a，石油类：4.46t/a。2、污染物削减量：2014年原环评阶段，全厂以新带老削减措施包括关停并拆除1号苯抽提装置、4号催化裂化装置回用冷凝水减少排放措施、关停并拆除40万吨/年连续重整、对回用水扩能改造，增加生产废水回用作循环水场补水减少排放措施、对全厂外排污水进行深化处理达到《茂名市水污染物排放限值》(DB44/56－2003)(Ⅱ时段)一级排放标准后外排，合计废水排放削减量为100.74万t/a，其中主要污染物削减量分别为COD：100.74t/a，氨氮：15.14t/a，石油类：4.58t/a。因此，拟建和在建项目建成并实行减排后，全厂废水排放量减少了2.485万t/a，其中主要污染物减排量分别为COD：19.74t/a，氨氮：5.31t/a，石油类：0.12t/a。全厂废水排放可达到增产减污。全厂近期规划建设项目及对应的减排措施废水污染物排放增减汇总分析见表3.5-1。

表3.5-12014年原环评阶段期间，全厂废水污染物排放增减分析表（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）3.5.2全厂废气污染物减排汇总及增产减污可行性分析1、污染物增加量：2014年本项目原环评阶段，全厂拟建和在建的项目有10万吨/年硫磺回收联合装置、产品结构优化项目装置、300万吨/年柴油加氢装置、150万吨/年连续重整装置，40万吨润滑油加氢异构装置和2#150万吨/年SZorb催化汽油吸附脱硫装置，合计SO2、NOX、烟尘的排放量分别为286.894t/a、569.19t/a、89.75t/a。2、污染物减排量：2014年本项目原环评阶段，全厂以新带老削减措施包括关停并拆除1号苯抽提装置、12万t/a硫磺回收装置硫坑尾气回收、3#催化裂化装置余热锅炉烟气脱硫、脱硝及除尘取代优化进料SO2减排措施、2#催化裂化装置余热锅炉烟气脱硫、脱硝及除尘取代优化进料SO2减排措施、2台310t/hCFB锅炉脱硝及在建1台410t/hCFB锅炉脱硝工程、关停并拆除40万吨/年连续重整装置，合计SO2、NOX、烟尘的削减量分别为704.98t/a、1508.077t/a、148.495t/a。因此，拟建和在建项目建成并实行减排后可减少主要污染物SO2、NOX、烟尘排放量418.086t/a、938.887t/a、58.745t/a。全厂废气排放可达到增产减污。表3.5-22014年原环评阶段期间，全厂废气污染物排放增减分析表（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）从表3.5-1和表3.5-2可知，本项目在原环评阶段通过全厂以新带老减排措施，本装置实施后全厂主要污染物排放能够实现了“增产减污”，其减排措施可行。3.6原环评阶段本项目污染物排放量根据原环评污染物排放核算结果，本项目在原环评阶段拟排放的污染物如下表3.6-1所示。表3.6-12014年原环评阶段本项目核算“三废”排放一览表类别污染物名称全厂“三废”排放量产生情况处理措施处理措施削减量最终排放情况排放去向含硫废水废水量送至酸性水汽提装置处理393460t/a含硫废水经处理后产生的汽提净化水大部分回用其余废水均达标处理后最终排入小东江COD60mg/L23.608t/a石油类4.54mg/L0.179t/a氨氮10mg/L3.935t/a总氮40mg/L15.738t/a硫化物0.16mg/L0.063t/a挥发酚0.051mg/L0.020t/a含油废水废水量送至低浓度污水处理场进行处理33600t/a经低浓度污水处理场处理达标后全部回用于循环水场补水循环水场排污水最终排入小东江COD60mg/L2.016t/a石油类4.54mg/L0.153t/a氨氮5mg/L0.168t/a总氮40mg/L1.344t/a硫化物0.16mg/L0.005t/a生活污水废水量送至低浓度污水处理场进行处理2100t/aCOD60mg/L0.126t/a石油类4.54mg/L0.010t/a氨氮10mg/L0.021t/a总氮40mg/L0.084t/a有组织废气废气量采用低含硫干气作为燃料气低氮燃烧136615.08万m3/a100m烟囱排放至大气环境SO234.4mg/m346.96t/aNOx150mg/m3204.96t/a烟尘20mg/m327.32t/a无组织废气烃类加强设备密封39.27t/a无组织挥发H2S/0.60t/a固废固废量不产生固废//不产生固废废催化剂进入下游装置作为原料（涉及国家或企业商业机密，已部分删减，请咨询建设单位获取） 4现设计阶段工程分析4.1现设计阶段项目变动原因1、装置生产工艺及清洁生产水平优化根据浆态床轻油具有氮含量超高、密度较高，且原料中硫、氮、芳烃等分子反应活性很低等典型特点，装置拟采用中国石化石油化工科学研究院（简称RIPP）自主研发的浆态床渣油加氢轻油加氢提质技术从工艺和催化剂两方面进行了集成优化。工艺方面主要采用一段串联或者两段集成工艺流程。一段串联工艺流程具有操作简单、装置建设费用和生产运行费用低的特点。两段集成工艺流程则可以避免有机氮生成无机氨后对裂化剂活性的抑制，从而可以大幅度提高裂化催化剂的活性，提高裂化转化率、降低催化剂的装填量。RIPP轻油加氢提质技术采用了高活性的精制催化剂和改质催化剂组合。精制催化剂强化了加氢脱氮活性和芳烃饱和活性，改质催化剂具有较高的开环裂化选择性。原料油首先在加氢精制催化剂上进行加氢脱硫、加氢脱氮、芳烃加氢饱和等反应，为裂化催化剂提供低氮低芳烃的合格原料，避免有机氮在裂化催化剂表面发生酸碱中和反应以及进一步的结焦反应；精制生成油再在加氢改质催化剂上进行环烷环的异构、开环裂化等反应，进一步提高柴油馏分的十六烷值以及重石脑油收率。该技术实现了超深度脱硫和脱氮、提高十六烷值的目标，生产的产品重石脑油馏分硫氮含量满足重整装置进料要求，产品柴油满足国Ⅵ标准清洁柴油的要求。2、装置节能减排水平优化原环评阶段流程为原料油先经在线加氢反应产物换热升温，再经浆态床反应热高分气换热升温，之后与含油催化剂的油浆混合，进入原料油加热炉；每系列浆态床反应器配有两台燃气加热炉，一台用于加热大部分循环氢，另一台用于加热渣油进料和少部分循环氢；在线加氢单元设有在线加氢加热炉。整套渣油加氢装置共设有6台加热炉，共用一条100m烟囱排放烟气，燃料气消耗量为9767kg/h（82043t/a）。现设计阶段装置生产流程经优化后，分为浆态床渣油加氢单元和轻油联合加氢单元，共有4台加热炉和两套烟气余热回收系统，4台炉分别为循环氢加热炉、新鲜进料加热炉、升级单元循环氢加热炉、升级单元常压重沸炉，经余热回收后的加热炉总体设计燃料热效率可达到92%。其中浆态床渣油加氢单元燃料气消耗量为3082kg/h（25888.8t/a），轻油联合加氢单元燃料气消耗量为293.8kg/h（2467.92t/a）。装置现设计阶段相较于原环评阶段，通过优化生产工艺及流程，调整装置平面布置，设置两套烟气余热回收系统，大大减少了燃料气的消耗量，从而实现节能减排。4.2现设计阶段项目建设内容变动概况2018年8月，本项目完成详细工程设计，与2014年原环评阶段建设内容相比较，本装置原料方案、产品方案等工程方案不发生变化、浆态床加氢装置设备不发生变化、公辅工程不发生变化（仅燃料气使用量减少）、装置运转时间和定员不发生变化、环保依托工程不发生变化、装置产污流程和污染物处理、排放去向等不发生变化。建设内容发生变化的内容具体为：①项目生产工艺的调整；②装置平面布置调整；③废气排放烟囱高度及数量调整；④大气污染物排放量调整；⑤固体废物产生量调整。4.2.1项目生产工艺的调整原环评阶段：装置拟采用UOP公司的Uniflex与Unifining组合技术，以减压渣油和催化循环油浆为原料，经加氢热裂化并在线脱硫、脱氮、烯烃饱和及加氢改质等反应，生产全馏分石脑油、柴油、减压蜡油，并副产气体和尾渣。装置分为浆态床加氢单元和在线加氢单元两部分，均位于规划的渣油加氢装置界区内。现设计阶段：装置拟采用ENI公司的EST工艺与轻油加氢组合技术，以减压渣油及催化循环油浆为原料，经加氢热裂化并离线脱硫、脱氮、烯烃饱和及加氢改质等反应，生产全馏分石脑油、柴油、减压蜡油，并副产气体和油渣。根据工艺操作特点与现有场地情况，将本装置分为浆态床渣油加氢单元和轻油联合加氢单元两部分，浆态床渣油加氢单元布置在原环评阶段规划的渣油加氢区域内，轻油联合加氢单元布置在原1#催化装置区域内。项目变动后，总工艺流程仍然维持浆态床渣油加氢裂化工艺不变，中间产品石脑油、柴油和轻蜡油组分加氢单元由原环评的在线加氢技术改变为离线加氢技术。具体工艺流程概述如下：（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）4.2.2装置平面布置调整原环评阶段：装置界区东西长164米，南北宽188米，占地面积28880平方米。位于6号路以西，7号路以南交界处，西侧为高硫焦代油锅炉、空分装置，东侧为常减压装置和拟建的芳烃抽提装置，北侧为延迟焦化装置，南侧为加氢裂化联合装置，浆态床渣油加氢单元与在线加氢单元相邻。现设计阶段：新建浆态床渣油加氢装置占地面积28622平方米，位置不变。轻油联合加氢单元（原在线加氢单元）移动至第一催化裂化装置的北面，空压机站的西侧建设，占地面积16575平方米。装置平面布置调整后，由于装置主体工程渣油加氢单元不作变动，卫生防护距离维持原环评200m包络线范围不变。本项目位于炼油厂区中部，装置界区距离最近敏感点的南面厂界约900m，能够满足卫生防护距离的要求。装置加氢单元异地调整建设后，与原环评阶段原位置对比见下图4.2-1~图4.2-3所示。（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图4.2-1原环评阶段项目平面布置（在线加氢单元与渣油加氢单元相邻）（涉及国家或企业商业机密，已删减，请咨询建设单位获取）图4.2-2现设计阶段项目平面布置（轻油联合加氢装置单元异地建设）图4.2-3项目变更前后，装置单元位置对比图4.2.3烟囱高度及数量调整原环评阶段：项目拟设置一条100m烟囱，用于共同排放装置原料油加热炉与在线加氢加热炉产生的燃烧烟气，材质为砖烟囱，烟囱基础需占用较大的面积。现设计阶段：项目优化装置流程，将260万吨/年浆态床渣油加氢装置分为渣油加氢装置单元和轻油联合加氢装置单元。在渣油加氢单元中建设一条80m烟囱，排放原料油加热炉烟气；在轻油联合加氢单元建设一条60m烟囱，排放轻油加氢加热炉烟气，两条烟囱均为钢制烟囱。与原环评阶段的砖烟囱相比较，项目烟囱改变为钢制烟囱后，更具有耐腐蚀性，而且具有良好的气密性，能够耐热、抗震性能。4.3现设计阶段污染源排放变动分析4.3.1废气排放量变化分析项目详细现设计阶段，装置正常生产时产生的废气包括有组织排放和无组织排放废气。1、有组织排放废气装置有组织排放的废气与原环评阶段相比较，仍主要为燃烧烟气，来自以脱硫燃料气为燃料的加热炉，其主要污染物是SO2，NOx和烟尘。2014年原环评阶段，整套渣油加氢装置拟设有6台加热炉，共用一条100m烟囱排放烟气，燃料气消耗量为9767kg/h（82043t/a）。现设计阶段装置生产流程经优化后，分为浆态床渣油加氢单元和轻油联合加氢单元，共有4台加热炉和两套烟气余热回收系统，4台炉分别为循环氢加热炉、新鲜进料加热炉、升级单元循环氢加热炉、升级单元常压重沸炉，经余热回收后的加热炉总体设计燃料热效率可达到92%。同时，装置拟采取下列措施大幅度降低热源能耗：1）设置蒸汽发生器回收热量；2）反应系统的部分换热器采用双壳程高效换热器，一是可以降低反应系统的压降，节省循环氢压缩机的功率。二是大大提高了换热效率，节省换热面积；3）减顶气送至加热炉，节省燃料消耗；4）加热炉设置烟气余热回收系统，回收烟气余热；5）采用新型保温材料，减少散热损失；6）充分利用分馏塔各个侧线和塔底的热源，优化换热流程，减少燃料的消耗。通过采取以上节能措施，同时通过优化流程，根据装置基础设计手册可知，浆态床渣油加氢单元燃料气消耗量为3082kg/h（25888.8t/a），轻油联合加氢单元燃料气消耗量为293.8kg/h（2467.92t/a），较原环评阶段燃料气消耗量减少了6391.2kg/h（53686.08t/a）。因此，项目燃料气大幅度减少，废气排放量相应减少。根据炼油厂区内同类燃料的工艺加热炉排放的大气污染物类比可知，项目大气污染物排放源强具体见下表4.3-1所示。表4.3-1项目现设计阶段污染物排放源强变化一览表阶段产生位置排放源参数大气污染物排放浓度排放量高度m内径m废气量m3/h温度℃mg/m3kg/ht/a原环评阶段排放情况（变化前）加热炉100米烟囱1004162637140SO234.45.5946.96NO215024.4204.96颗粒物203.2527.32现设计阶段排放情况（变化后）轻油加氢加热炉烟囱602.737742115SO234.41.3010.91NO21003.7731.70颗粒物200.836.34浆态床加热炉烟囱802.341635107SO234.41.4312.03NO21004.1634.97颗粒物200.756.99经核算，现设计阶段排放的SO2总排放量为22.94t/a，相较原环评阶段排放量46.96t/a削减了24.02t/a，削减量占原环评核算排放量的51.1%；现设计阶段排放的NO2排放量为66.67t/a，相较原环评阶段排放量204.96t/a削减了138.29t/a，削减量占原环评核算排放量的67.4%；现设计阶段排放的烟尘排放量为13.33t/a，相较原环评阶段排放量27.32t/a削减了13.99t/a，削减量占原环评核算排放量的51.1%。2、无组织排放废气无组织排放源是指油品在加工、储存及运输装卸过程中跑、冒、滴、漏逸散的烃类等。与原环评阶段相比较，现设计阶段装置不改变原料、产品的物料量，不改变渣油加氢装置采用浆态床加氢的主要生产工艺，不改变渣油加氢装置的主要设备及动静密封点，因此装置无组织排放的烃类废气与原环评阶段核算一致，本项目装置无组织排放的烃类物及H2S量仍为39.27t/a、0.60t/a。4.3.2废水排放量变化分析与原环评阶段相比较，现设计阶段装置产生的含硫废水、含油废水和生活废水均不发生变化，废水依托处理措施和排放去向不发生变化，因此现设计阶段项目排放的废水与原环评阶段一致。4.3-22018年详细现设计阶段，装置排放废水情况类别污染物名称2018年详细现设计阶段，装置排放废水情况产生情况处理措施处理措施削减量最终排放情况排放去向含硫废水废水量送至酸性水汽提装置处理393460t/a含硫废水经处理后产生的汽提净化水大部分回用其余废水均达标处理后最终排入小东江COD60mg/L23.608t/a石油类4.54mg/L0.179t/a氨氮10mg/L3.935t/a总氮*40mg/L15.738t/a硫化物0.16mg/L0.063t/a挥发酚0.051mg/L0.020t/a含油废水废水量送至低浓度污水处理场进行处理33600t/a经低浓度污水处理场处理达标后全部回用于循环水场补水循环水场排污水最终排入小东江COD60mg/L2.016t/a石油类4.54mg/L0.153t/a氨氮5mg/L0.168t/a总氮*40mg/L1.34